Изменения в расчете и уплате НДПИ. Комментарий к Федеральному закону от 27 июля 2006 г. N 151-ФЗ (В.В. Петрунин, "Финансовые и бухгалтерские консультации", N 10, октябрь 2006 г.)

Изменения в расчете и уплате НДПИ.
Комментарий к Федеральному закону от 27 июля 2006 г. N 151-ФЗ

Практика показывает, что единый механизм исчисления налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) не позволяет учесть объективные факторы, обусловленные особенностями отдельных месторождений. Отрицательными последствиями единой ставки НДПИ в условиях высоких мировых цен на нефть можно назвать отработку наиболее рентабельных участков недр и сокращение добычи на истощенных месторождениях, а также увеличение налоговой нагрузки на нефтяные компании, имеющие низкую долю экспорта добываемой нефти.

В связи с этим возникла необходимость стимулировать недропользователей к разработке новых месторождений полезных ископаемых и применению современных технологий, обеспечивающих продление рентабельной разработки вырабатываемых месторождений.

Указанная проблема частично решена с принятием Федерального закона от 27 июля 2006 г. N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации" (далее - Закон N 151-ФЗ).

Указанный Закон направлен, в частности, на решение следующих задач:

создание условий для эффективного инвестирования в освоение новых месторождений в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции (в том числе путем установления нулевой ставки НДПИ до достижения определенного накопленного объема добычи нефти). В настоящее время разработка таких месторождений является экономически нецелесообразной, поскольку при существующей системе налогообложения крупные капитальные вложения, необходимые для создания инфраструктуры в отдаленных регионах со сложными геологическими условиями, не окупаются;

продление срока рентабельной разработки месторождений, характеризующихся высокой степенью выработанности и соответственно высокой себестоимостью добычи, путем установления понижающего коэффициента (по скользящей шкале) для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки.

Рассмотрим и прокомментируем изменения и дополнения в главу 26 НК РФ, внесенные Законом N 151-ФЗ.

Налоговая база и уплата налога

Новая редакция п. 2 ст. 338 НК РФ выглядит следующим образом (дополнения выделены курсивом):

"Налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых, за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. Стоимость добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 340 настоящего Кодекса.

Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении".

Включение указанного вида нефти в перечень полезных ископаемых, по которым налоговая база определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении, обусловлено следующим. Во-первых, ст. 337 НК РФ к видам добытого полезного ископаемого относит нефть обезвоженную, обессоленную и стабилизированную (см. подп. 3 п. 2). Во-вторых, Законом N 151-ФЗ установлена новая налоговая ставка в размере 419 руб. за тонну указанной нефти (см. новую редакцию абз. 30 п. 2 ст. 342 НК РФ). В-третьих, в абз. 2 ст. 343 "Порядок исчисления и уплаты налога" НК РФ также внесены необходимые изменения. Приведем новую редакцию этого абзаца (дополнение также выделено курсивом):

"Сумма налога по нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутному газу и газу горючему природному из всех видов месторождений углеводородного сырья исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы".

Следует иметь в виду, что в Общероссийском классификаторе полезных ископаемых и подземных вод OK 032-2002*(1) указана только нефть сырая (см. раздел "Топливно-энергетические полезные ископаемые"). А вот в Общероссийском классификаторе видов экономической деятельности, продукции и услуг OK 004-931 нефть сырая обезвоженная, обессоленная и стабилизированная (1111210-1111320) указана в разделе "Продукция и услуги горнодобывающей промышленности и разработки карьеров". В свою очередь, в Общероссийском классификаторе продукции OK 005-931 указаны следующие виды нефти:

обезвоженная и обессоленная на газоперерабатывающих заводах;

стабилизированная на нефтепромыслах и газоперерабатывающих заводах;

стабилизированная на нефтепромыслах;

стабилизированная на газоперерабатывающих заводах.

Нулевая налоговая ставка

Напомним, что в соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых налогообложение производится по ставке 0% (0 руб., если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со ст. 338 НК РФ как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении). Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери при добыче, связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, которые утверждаются в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Постановлением Правительства РФ от 29 декабря 2001 г. N 921 были приняты Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения. Этими Правилами предусмотрено, что нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, утверждаются ежегодно Минпромэнерго России по согласованию с МПР России и Госгортехнадзором России.

В указанный подп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ Законом N 151-ФЗ внесено следующее дополнение: если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы, установленные ранее, а по вновь разрабатываемым месторождениям - нормативы потерь, установленные техническим проектом.

Данная норма распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2006 г. (ст. 3 Закона N 151-ФЗ), и с ее введением решается проблема, связанная с утверждением не в срок нормативных потерь полезных ископаемых. Это улучшает положение налогоплательщиков, поскольку в соответствии с указанными Правилами при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь все фактические потери полезных ископаемых относились к сверхнормативным. И в этом случае нулевую ставку применять было нельзя.

С целью стимулирования активной разработки новых месторождений установлена нулевая ставка НДПИ по нефти до достижения накопленного объема добычи 25 млн тонн. Эта норма предусмотрена новым подп. 8 п. 1 ст. 342 НК РФ.

Указанное положение распространяется на участки недр, расположенные полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края. Для предоставления льготы необходимо выполнение следующих условий.

Срок разработки запасов участка недр должен не превышать или быть равным:

10 годам - для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых;

15 годам - для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых с даты государственной регистрации соответствующей лицензии и при использовании прямого метода учета*(2) количества добытой нефти на конкретных участках недр.

Для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2007 г. и степень выработанности запасов которых на 1 января 2007 г. меньше или равна 0,05, налоговая ставка 0 руб. в отношении количества добытого на конкретном участке недр полезного ископаемого применяется до достижения накопленного объема добычи нефти 25 млн тонн. Данная налоговая ставка применяется, если срок разработки запасов участка недр не превышает или равен 10 годам начиная с 1 января 2007 г. и используется прямой метод учета количества добытой нефти.

Новым п. 4 ст. 342 НК РФ установлен порядок определения налогоплательщиком коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв).

Если степень выработанности, определяемая прямым методом учета, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:

Кв = 3,8 - 3,5 х N : V,

где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором применяется коэффициент Кв;

V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 г.

Когда степень выработанности запасов, определяемая прямым методом учета, превышает 1, Кв принимается равным 0,3. В иных случаях коэффициент Кв принимается равным 1. Рассчитанный коэффициент Кв округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) налогоплательщик рассчитывает самостоятельно на основании данных утвержденного Государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествовавший налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв. Показатель Св определяется как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) на начальные извлекаемые запасы нефти.

Федеральный орган исполнительной власти, ведущий в установленном порядке Государственный баланс запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные этого баланса на 1-е число каждого календарного года, которые включают:

наименование пользователя недр;

реквизиты лицензии на право пользования недрами;

сведения о добыче нефти (включая потери при добыче) и начальных извлекаемых запасах нефти, утвержденных в установленном порядке, с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) всех категорий по каждому конкретному участку недр.

Данные предоставляются после выпуска государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, но не позднее 1-го числа следующего календарного года.

Поясним, что подразумевается под буквенными обозначениями А, В, С1 и С2. В Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом МПР России от 1 ноября 2005 г. N 298, определено следующее.

Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: А (достоверные), В (установленные), С1 (оцененные), С2 (предполагаемые).

Категория А (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. К этой категории относятся запасы:

промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку;

промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат;

разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи;

которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин.

Категория В (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. К этой категории относятся запасы участков залежей в зоне дренирования скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации.

Категория С1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин, примыкающие к запасам категорий А я В, при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. К этой категории относятся запасы:

неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к запасам категории А + В на расстоянии, равном зоне возможного дренирования;

части залежи в районе неопробованных скважин, в случае если продуктивность этой залежи доказана опробованием или эксплуатацией в других скважинах.

Категория С2 (предполагаемые) - запасы в не изученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. К этой категории относятся запасы:

участков залежи между доказанным контуром залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности пласта;

пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований скважин в транзитных эксплуатационных скважинах. При этом имеется обоснованная уверенность, что по данным геофизических исследований скважин они могут быть продуктивными;

неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что, возможно, продуктивные пласты в пределах блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.

Предусмотренное Законом N 151-ФЗ дополнение п. 1 ст. 342 НК РФ подп. 9 определяет налогообложение по нулевой налоговой ставке сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 МПа х с (в пластовых условиях), при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.

Рассмотрим некоторые свойства нефти и применяемые для обозначения этих свойств соответствующие термины, определения и единицы измерения.

Единица измерения МПа (мегапаскаль) применяется при обозначении давления нефти (пластового давления) в условиях измерений ее объема и приводится в Общероссийском классификаторе единиц измерения ОК 015-94 (МК 002-97), принятом и введенном в действие Постановлением Госстандарта России от 26 декабря 1994 г. N 366. Показатель "200 МПа х с" означает давление нефти 200 мега-паскалей в секунду.

Согласно Рекомендациям по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденным приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 г. N 69, данные о давлении нефти и ее плотности заносятся в паспорт качества нефти.

Рекомендации определяют требования к системам измерения количества и показателей качества нефти и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методами динамических измерений с нормированными значениями погрешности согласно ГОСТ Р 8.595-2004*(3).

В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 *(4) по плотности нефть подразделяют на пять типов:

0 - особо легкая (не более 830 кг/м3 при температуре 20°С);

1 - легкая (830,1-850 кг/м3);

2 - средняя (850,1-870 кг/м3);

3 - тяжелая (870,1-895 кг/м3);

4 - битуминозная (более 895 кг/м3).

Также согласно ГОСТ Р 51858-2002 нефть подразделяют на четыре класса в зависимости от массовой доли серы: малосернистая; сернистая; высокосернистая; особо высокосернистая.

Сведения о таблицах пересчета значений плотности нефти в зависимости от температуры и давления приведены в ГОСТ Р 8.610-2004*(5). Эти таблицы предназначены для приведения плотности нефти к задаваемым температуре и давлению.

Государственный баланс полезных ископаемых

Приказом МПР России от 9 июля 1997 г. N 122 утверждено Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов (далее - Положение). Данный документ был принят во исполнение Постановления Правительства РФ от 28 февраля 1996 г. N 215 "Об утверждении Порядка представления государственной отчетности предприятиями, осуществляющими разведку месторождений полезных ископаемых и их добычу, в федеральный и территориальные фонды геологической информации".

Государственный баланс запасов полезных ископаемых является документом, подготавливаемым МПР России в соответствии с Законом РФ от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" с целью ежегодного учета состояния минерально-сырьевой базы Российской Федерации и субъектов Федерации по важнейшим видам полезных ископаемых (см. разделы I и II Приложения 1 Положения).

Государственный и территориальные балансы запасов полезных ископаемых составляются на основе государственной отчетности, представляемой пользователями недр, а также геологической информации, полученной пользователями недр, и данных государственной экспертизы запасов полезных ископаемых.

Государственная отчетность о состоянии и изменении запасов полезных ископаемых и их рациональном использовании представляется пользователями недр по формам государственного федерального статистического наблюдения, утвержденным Постановлением Госкомстата России от 18 июня 1999 г. N 44.

В общем количестве запасов твердых полезных ископаемых, нефти, газа и газового конденсата ежегодно по состоянию на 1 января указываются запасы, принятые на учет по результатам государственной экспертизы запасов. Сюда включаются также запасы, ранее утвержденные Государственной, Центральной и территориальными комиссиями по запасам полезных ископаемых, остаток этих запасов по разрабатываемым месторождениям. Здесь же учитываются запасы, выявленные в отчетном году в результате геолого-разведочных работ и разработки месторождений и принятые на учет Центральной комиссией.

Налоговая ставка 419 рублей за тонну

В соответствии с новой редакцией абз. 30 п. 2 ст. 342 НК РФ за одну тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной установлена налоговая ставка в размере 419 руб. Указанная ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв).

Отметим, что до принятия Закона N 151-ФЗ в абз. 30 п. 2 ст. 342 НК РФ была указана налоговая ставка 16,5% при добыче углеводородного сырья. Однако эта процентная ставка не применялась, так как ст. 5 Федерального закона от 8 августа 2001 г. N 126-ФЗ (далее - Закон N 126-ФЗ) было предусмотрено применение твердой ставки при добыче нефти до 31 декабря 2006 г. В соответствии с этим Законом за объемы нефти, добываемые с 1 января 2005 г. и по настоящее время, применяется ставка в размере 419 руб. за тонну с корректировкой ее на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть*(6).

Таким образом, внесенные Законом N 151-ФЗ изменения направлены не на корректировку размера твердой ставки, а на более продолжительный период ее применения, чем это было предусмотрено ст. 5 Закона N 126-ФЗ.

Кроме того, включение непосредственно в текст главы 26 НК РФ положений об установлении конкретного размера налоговой ставки решило проблемную ситуацию, связанную с тем, что налоговая ставка по нефти была установлена не в НК РФ, а отдельным законом. Такое положение, по мнению некоторых экспертов, противоречило нормам ст. 53 НК РФ, в соответствии с которыми налоговые ставки по федеральным налогам должны устанавливаться непосредственно НК РФ либо Правительством РФ.

Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть

Порядок применения коэффициента Кц установлен вновь введенным п. 3 ст. 242 НК РФ. Налогоплательщик самостоятельно ежемесячно определяет этот коэффициент путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта "Юралс", выраженного в долларах США за баррель (Ц), уменьшенного на 9, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю (Р), устанавливаемого Банком России, и деления на 261:

Кц = (Ц - 9) х Р : 261.

Рассчитанный коэффициент Кц округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.

Средний уровень цен нефти сорта "Юралс" определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде. Средние уровни цен нефти сорта "Юралс" ежемесячно в срок не позднее 15-го числа следующего месяца доводятся через официальные источники информации в порядке, установленном Правительством РФ.

В соответствии с Распоряжением Правительства РФ от 19 августа 2002 г. N 1118-р уполномоченным органом по доведению через официальные источники информации средней за истекший месяц цены на нефть сорта "Юралс" является Минэкономразвития РФ, которое должно обеспечивать ежемесячно, не позднее 15-го числа, публикацию в "Российской газете" средней за предыдущий месяц цены на нефть. Кроме того, в настоящее время

ФНС России ежемесячно выпускает информационные письма, в которых указываются данные: средний за истекший месяц уровень цен нефти сорта "Юралс" в долларах США за баррель; среднее значение курса доллара США; значение коэффициента Кц и налоговая ставка с учетом этого коэффициента. Такие информационные письма будут выпускаться и в 2007 г.

При отсутствии необходимой информации в официальных источниках средний уровень цен нефти сорта "Юралс" налогоплательщик определяет самостоятельно, равно как и среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю.

Указанный порядок применения и исчисления коэффициента Кц ранее был установлен упомянутой ст. 5 Закона N 126-ФЗ и по сути не изменился.

Очевидно, что внесение рассмотренных поправок в главу 26 НК РФ должно в целом повысить заинтересованность нефтедобывающих компаний в инвестировании средств в разработку новых месторождений, а также к применению высокоэффективных технологий, обеспечивающих продление рентабельной разработки выработанных месторождений.

По нашему мнению, необходимо дальнейшее совершенствование законодательства в этой части. Преодоление нерачительного отношения к сырьевой базе возможно, только если дифференцированные ставки налога действительно будут вынуждать недропользователей разрабатывать месторождения при помощи методов, обеспечивающих кардинальное увеличение извлекаемых запасов. Именно такая форма дифференцированного налогообложения успешно применяется в большинстве стран с цивилизованной рыночной экономикой. Например, в США финансовая поддержка и налоговые льготы нефтяным компаниям предоставляются только на основе обязательного выполнения определенных условий, преимущественно предусматривающих увеличение нефтеотдачи. Основная цель экономического стимулирования - вознаградить недропользователя за высокие финансовые затраты и технические риски при применении современных методов увеличения нефтеотдачи по сравнению с традиционными методами добычи, особенно на стадиях опытно-промышленных работ и усовершенствования.

Актуальность решения указанной проблемы приобретает еще большее значение в условиях предполагаемого увеличения добычи нефти. Так, Международное энергетическое агентство (IEА) прогнозирует рост добычи нефти в России с 9,75 млн б/с (баррелей в сутки) в 2006 г. до 10,2 млн б/с в 2008 г. и до 11 млн б/с в 2011 г. Агентство отмечает, что данный прогноз выше аналогичных прогнозов Минэкономразвития России. Хотя риск снижения прогноза и существует, особенно в связи с потенциально возможной политической нестабильностью, прирост запасов по отношению к добыче сохранится в течение 20 лет. В свою очередь Минэкономразвития России прогнозирует рост добычи нефти в Российской Федерации в 2007 г. до 495 млн тонн (т.е. 10 млн б/с, что составляет 2,7% к 2005 г.), в 2009 г. - до 507 млн тонн (10,3 млн б/с, или 1,4% к 2008 г.).

Международное агентство также отмечает рост разведочных работ, особенно в Восточной Сибири, что обеспечит потенциал роста поставок нефти из России в долгосрочной перспективе. Основными факторами, которые могут оказать влияние на темп этого роста, являются доступ компаний к запасам, расширение трубопроводной инфраструктуры и изменение налогового режима. Запланированные инвестиции в нефтеперерабатывающую отрасль РФ позволят к 2011 г. перерабатывать дополнительно 0,75-1 млн баррелей нефти в сутки.

Следует иметь в виду, что налог на добычу полезных ископаемых находится на первом месте по объему поступлений за семь месяцев текущего года: НДПИ дал 37,1% доходов федерального бюджета. При этом 568,3 млрд руб. (90% этого налога) поступило за счет НДПИ на добычу нефти. Напомним, что в соответствии с Федеральным законом от 26 декабря 2005 г. N 189-ФЗ "О федеральном бюджете на 2006 год" планируется поступление 631,5 млрд руб. НДПИ на добычу нефти.

Проектом федерального бюджета на 2007 г. предусматривается дальнейшее увеличение сбора НДПИ на добычу нефти - более чем на 40% по сравнению с плановым показателем 2006 г.

В.В. Петрунин,

советник правового департамента Правительства РФ,

государственный советник РФ 3 класса

"Финансовые и бухгалтерские консультации", N 10, октябрь 2006 г.

-------------------------------------------------------------------------

*(1) Утверждены Постановлениями Госстандарта России от 25 декабря 2002 г. N 503-с2061303 от 6 августа 1993 г. N 17 и от 30 декабря 1993 г. N 301.

*(2) При прямом методе снимаются показания измерительных средств (приборов, устройств, инструментов и т.п.) и на их основе определяется количество добытого полезного ископаемого.

*(3) ГОСТ Р 8.595-2004 "Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений" утвержден приказом Ростехрегулирования от 7 декабря 2004 г. N 99-ст.

*(4) ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" утвержден Постановлением Госстандарта России от 8 января 2002 г. N 2-ст.

*(5) ГОСТ Р 8.610-2004 "Плотность нефти. Таблицы пересчета" утвержден приказом Ростехрегулирования от 28 декабря 2004 г. N 130-ст.

*(6) В соответствии со ст. 1 Закона N 151-ФЗ указанная ст. 5 Закона N 126-ФЗ утрачивает силу с 1 января 2007 г.